油藏底水体积倍数评估方法、装置、计算机设备及介质与流程

技术特征：
1.一种油藏底水体积倍数评估方法，其特征在于，包括：根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线，其中，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏；基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段；基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率；基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数；基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述直线段的斜率为：其中，y为所述待评估单元的地层压力的测量值，单位为mpa；x为对应于所述待评估单元的各个地层压力的测量值对应的地下体积累积产液量，单位为104m3；n为所述待评估单元的地层压力测量点数。3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述综合压缩系数为：其中，n为所述待评估单元的地面原油地质储量，单位为104m3；b
oi
为所述待评估单元的原始条件下的原油体积系数。4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，所述底水体积倍数为：其中，c
to
为所述待评估单元的油区压缩系数；c
tw
为所述待评估单元的油区压缩系数。5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述油区压缩系数为：其中，c
o
为所述待评估单元的原油压缩系数，单位为1/mpa；s
oi
为所述待评估单元的油区原始含油饱和度；1-s
oi
为所述待评估单元的油区原始含水饱和度；c
w
为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。6.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，所述水区压缩系数为：c
tw
＝c
w
c
p
其中，c
w
为所述待评估单元的地层水压缩系数，单位为1/mpa；c
p
为所述待评估单元的岩石孔隙压缩系数，单位为1/mpa。7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述实际生产数据包括：地面累积产油量、原油体积系数、地面累积产水量、地层水体积系数，所述地下体积累积产液量为：
n
p
b
o
w
p
b
w
其中，n
p
为地面累积产油量，单位为104m3；b
o
为原油体积系数；w
p
为地面累积产水量，单位为104m3；b
w
为地层水的体积系数。8.一种油藏底水体积倍数评估装置，其特征在于，包括：关系曲线获取模块，被配置为根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取所述待评估单元的地层压力与所述待评估单元的地下体积累积产液量的关系曲线，其中，所述待评估单元为待评估底水体积倍数的缝洞型碳酸盐岩油藏；底水完全影响阶段确定模块，被配置为基于所述关系曲线的形态特征，确定所述待评估单元的底水完全影响阶段；斜率确定模块，被配置为基于所述底水完全影响阶段在所述关系曲线中对应的直线段，确定所述直线段的斜率；综合压缩系数确定模块，被配置为基于所述直线段的斜率确定所述待评估单元的综合压缩系数，其中，所述综合压缩系数包括所述待评估单元的油区压缩系数和水区压缩系数；底水体积倍数确定模块，被配置为基于所述综合压缩系数确定所述待评估单元的底水体积倍数。9.一种计算机设备，其特征在于，包括存储器和处理器，所述存储器存储有计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至7中任一项所述方法的步骤。10.一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至7中任一项所述的方法的步骤。

技术总结
本发明提供一种油藏底水体积倍数评估方法、装置、计算机设备及介质。该方法包括根据待评估单元的实际生产数据及对应时间点的地层压力数据，获取地层压力与地下体积累积产液量的关系曲线；基于曲线的形态特征，确定底水完全影响阶段；基于底水完全影响阶段在关系曲线中对应的直线段，确定直线段的斜率；基于直线段的斜率确定综合压缩系数；基于综合压缩系数确定待评估单元的底水体积倍数。将油藏简化为储罐模型，对底水形状和流动形式没有要求，并且用油藏压力代替井底流压，用累产代替日产，产量波动对结果影响很小，鲁棒性强，提高评估精度。且通过提出的综合压缩系数，构建了压力与产量的一种直线形式，由此评估水体体积，简单易用。单易用。单易用。


技术研发人员：郑松青 袁飞宇 尚根华 李小波 袁诺 黄孝特 熊毅 何旺
受保护的技术使用者：中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院
技术研发日：2021.03.04
技术公布日：2022/9/6